报告行业投资评级 - 领先大市-A 维持评级 [6] 报告核心观点 - 政策驱动储能产业空间和盈利空间双提升 新型电力系统建设带动储能需求持续景气 [1][2] - 2025年国内外储能招标量/出货量快速增长 国内1-8月累计招标量144.1GWh同比增长约216% 海外中国企业新获订单超160GWh同比增长220.28% [1][19] - 新型储能规模化建设专项行动方案明确2025-2027年全国年均装机至少85GWh 带动项目直接投资约2500亿元 [2][32] - 电力中长期市场新规确立储能独立经营主体地位 实现充放电双重身份参与市场交易 [2][34][39] - 全球多地区电力供给紧张及电价高企凸显储能经济性 欧洲、中东、亚太等新兴市场需求爆发 [1][24][26] 行业数据与市场表现 - 2025年8月国内储能系统招标容量47.2GWh 同比增长2158% 环比增长1142% [1][19] - 2025年1-7月国内新型储能采招落地规模56.1GW/213.8GWh 实际系统需求53.1GW/208.6GWh同比增长181% [19] - 电网侧储能项目占比超75%（功率） 电源侧占比17.65%（功率） [21] - 25H1全球储能电芯出货226GWh同比增长97% 中东订单占比23.44% 澳大利亚20.17% 欧洲14.24% [24][27] - 公用事业指数近两周上涨2.01%跑赢上证综指1.68pct 环保指数上涨0.73%跑赢0.4pct [3][36] 政策与市场机制进展 - 新型储能专项行动方案提出2027年装机达1.8亿千瓦以上 完善容量电价机制和可靠容量补偿 [32][70] - 电力中长期新规将储能、虚拟电厂等纳入新型经营主体 允许储能按发电/用电身份切换参与交易 [34][39] - 江苏电力现货市场启动连续结算试运行 甘肃调频辅助服务市场明确储能报价上限15元/MW [12][62][68] - 全国碳市场建设会议强调扩大强制碳市场覆盖范围 发展自愿碳市场并拓展核证减排量应用 [63][64] 细分领域投资建议 - 新型储能标的关注西子洁能、林洋能源、同力日升 [2] - 绿电运营商关注福能股份、中闽能源 虚拟电厂关注合康新能、国能日新 [13][71] - 垃圾焚烧关注伟明环保、军信股份、旺能环境、瀚蓝环境 [13][73] - 生物航煤关注嘉澳环保、海新能科、鹏瑶环保、卓越新能 [13][73] - 科学仪器及环卫设备关注聚光科技、皖仪科技、盈峰环境、宇通重工 [15][73] 价格数据跟踪 - 江苏9月集中竞价电价319.48元/MWh较标杆下浮18.29% 广东月度综合价372.4元/MWh下浮17.79% [4][11][51] - 环渤海动力煤价675元/吨较8月底上涨4元/吨 秦皇岛港煤价675元/吨上涨5元/吨 [14][53] - 荷兰TTF天然气期货33欧元/兆瓦时上涨1.75% 中国LNG到岸价12美元/百万英热上涨5.17% [14][55]

行业政策动态 - 国家能源局在2025年光伏行业半年研讨会上表示将推动各地加快落实新能源入市"136号文"，研究建立适应地方特点的电力市场机制，提升新能源全面参与市场的能力 [2] - 针对非理性竞争、电力消纳矛盾、分布式承载力不足等问题，能源局提出加强政策适应能力、推动绿电就地就近消纳、多能互补发展，提升电站管理与技术标准 [2] 产业链价格变化 - 多晶硅致密料均价为42 0元/kg，环比上升5 0元/kg [3] - N型182硅片均价为1 10元/片，环比上升0 10元/片；N型210硅片均价为1 45元/片，环比上升0 10元/片 [3] - PERC电池182均价为0 037$/W，环比上升0 003$/W；TOPCON电池均价0 270元/W，环比上升0 02元/W [3] - 双玻HJT组件均价为0 83元/W，环比持平；双玻182组件均价为0 68元/W，环比持平 [3] - 中国集中式均价为0 67元/W，环比持平；中国分布式均价为0 68元/W，环比上升0 01元/W [3] 板块市场表现 - 光伏板块最近一周涨跌幅2 61%，跑赢沪深300指数0 70个百分点，相比SW行业分类各板块涨幅排名中游 [4] - 年初以来光伏板块累计涨跌幅为3 32%，跑输沪深300指数4 57个百分点，相比SW行业分类各板块排名靠后 [4] - 光伏板块2025年7月25日TTM-整体法估值为20 23倍，与SW行业分类各板块相比排名中等靠后 [4] - 光伏板块TTM整体法估值自21年底到23年底持续下降，24年初开始逐步上升；光伏板块相对沪深300的估值溢价1 58倍 [4]

绿电直连制度化发展 - 绿电直连构建新能源发电侧与用户侧直接连接通路，实现全流程物理溯源，提升新能源消纳和绿电供给水平，降低外向型企业碳足迹，并为分布式发电、虚拟电厂等新型经营主体创造应用场景 [2] - 国家发改委与能源局联合印发《通知》，明确绿电直连的适用范围、管理方式及交易价格机制，推动其进入制度化、规范化新阶段 [2] 项目规划与建设规范 - 绿电直连采用"点对点"直接供应模式，需避免无序建设导致的电源开发时序错配、电网投资冗余等问题 [3] - 新增负荷可配套建设新能源项目，出口外向型企业可探索存量负荷绿电直连，省级能源主管部门需统筹规划项目规模并纳入开发建设方案 [3] - 项目需合理设定负荷峰谷差率，与公共电网交换功率的峰谷差率不高于规划值 [3] 投资与运营模式创新 - 破除投资主体所有制限制，允许民营企业等各类主体（不含电网企业）投资电源及直连专线，新能源发电豁免电力业务许可证 [4] - 现货市场连续运行地区可采用自发自用为主、余电上网为辅模式，余电上网比例上限不超过20% [4] - 新能源自发自用电量需占总可用发电量≥60%，占总用电量≥30%，并逐步提高比例 [4] 安全与经济责任界定 - 并网型项目需与公共电网按产权分界点明确安全责任界面，各自履行风险管控责任 [6] - 项目主体自主申报并网容量，与电网企业协商确定额外供电责任及费用 [6] 市场与价格机制完善 - 绿电直连项目作为整体参与电力市场交易，按与公共电网交换功率结算 [7] - 项目需缴纳输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等费用，确保与现行政策衔接 [7]